- •Введение
- •I Геологиеская часть
- •1.1Общие сведения о месторождении
- •1.2Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- •Каменноугольная система – c
- •Нижний отдел карбона – c1
- •Малиновский надгоризонт
- •Яснополянский надгоризонт
- •Московский ярус – c2m
- •1.3 Тектоника
- •1.4 Нефтегазоносность
- •Московский ярус Верейский горизонт Пласт в3в4
- •Башкирский ярус
- •Пласт Бш1
- •Пласт Бш2
- •Пласт Бш3
- •Серпуховский ярус
- •Визейский ярус Ясноплянский надгоризонт Тульский горизонт
- •Пласт Тл1
- •Бобриковский горизонт
- •Малиновский надгоризонт Радаевский горизонт Пласт Мл
- •Турнейский ярус Пласт т
- •1.5Состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды
- •1.5.1Свойства нефти, газа и конденсата
- •Пласт в3в4
- •Пласты Бш1, Бш2, Бш3
- •Пласт Срп
- •Пласты Тл2-а и Тл2-б
- •Пласты Бб1, Бб2, Бб3
- •Пласт Мл
- •Пласт т
- •1.5.2 Физико-химические свойства пластовых вод
- •1.6 Конструкция скважин
- •II Техническая часть
- •2.1 Современное состояние разработки месторождения
- •2.2 Используемое оборудование
- •2.3 Анализ добывающих возможностей скважин.
- •2.3.1 Определение коэффициента продуктивности скважины
- •2.3.2 Рассчитываем допустимое забойное давление на приеме насоса
- •2.3.3 Определение максимального допустимого дебита скважины
- •2.3.4 Определяем разницу между фактическим и максимально допустимым дебитом скважины
- •2.4 Анализ технологических режимов скважины.
- •2.4.1 Определение газового фактора на приёме насоса
- •2.4.2 Определяем приведённое пластовое давление на приёме насоса
- •2.4.3 Находим оптимальную глубину погружения насоса под уровень жидкости
- •2.5 Выбор оборудования
- •2.5.1 Определение теоретического дебита по формуле:
- •2.5.2 Определение глубины спуска насоса
- •2.5.3 Определение глубины откачки
- •2.5.4 Определение числа качаний
- •2.5.9 Определение максимальной нагрузки на головку балансира
- •2.6 Выводы и рекомендации
- •3 Организационная часть
- •3.1 Охрана труда
- •3.2. Охрана недр
- •3.3 Охрана окружающей среды
- •3.4 Противопожарные мероприятия
- •Заключение
- •Список литературы
Пласт Мл
Из отложений радаевского горизонта на Макаровском поднятии была изучена одна проба поверхностной нефти, отобранная при совместном испытании пластов Бб3 и Мл в скв. 500. Нефть в этой пробе средняя по плотности (0.877 г/см3), вязкая (12.6 мм2/с), смолистая (13.98%), парафинистая (3.39%), сернистая (1.63%), с высоким выходом светлых фракций (54%). Нефть такого качества близка поверхностной нефти бобриковской залежи. В связи с отсутствием собственных проб в пласте параметры приняты по той же аналогии, что и для пласта Бб1.
На Веслянском поднятии проба нефти отобрана на устье скв. 83. По свойствам и составу эта нефть близка нефти тульского горизонта. Поэтому для пласта Мл было предложено использовать параметры пластовой нефти, полученной при анализе смешанной пробы из пластов Тл1+Тл2-б.
В 2000 г. из пласта Мл в скв. 214 была отобрана проба поверхностной нефти. Результаты ее исследования показали, что нефть значительно легче (плотность 0.8755 г/см3), чем в скв. 83. В ней содержится больше легких компонентов, меньше смол и серы. По товарным характеристикам она близка нефти визейского яруса на Веслянском поднятии.
Свойства нефти в пласте Мл на Кокуйском поднятии изучали методом однократного дегазирования глубинных проб из скв. 74, 76 и 332, расположенных в центральной части залежи. Из скв. 74 было взято 6 проб (2 – представительные). По физико-химическим свойствам нефти из этих скважин идентичны, несколько отличается от них пластовая нефть из скв. 332, где давление насыщения ниже (11.5 МПа). Усредненные параметры дифференциального дегазирования, полученные расчетным путем на базе опытов однократной сепарации, следующие:
- давление насыщения – 12.83 МПа;
- объемный коэффициент – 1.209;
- газонасыщенность – 101.2 м3/т;
- плотность пластовой нефти – 0.786 г/см3;
- разгазированной – 0.861 г/см3;
- динамическая вязкость – 1.72 мПас.
Сепарированную нефть отбирали в скв. 74, 76, 332, 981, 2092, 2111; 2213, из 11-ти отобранных проб 10 представительных. Нефть средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая. Выход светлых фракций, выкипающих до 300°С, составляет 46% об. Нефть малиновских отложений близка по своим физико-химическим свойствам нефти вышележащего бобриковского пласта.
На Губановском поднятии по результатам исследования одной представительной глубинной пробы нефти (из двух) в скв. 120 выявлено, что при давлении 16.2 МПа из нефти начинает выделяться газ такого же состава, как в вышележащих пластах. При пересчете на условия ступенчатой дегазации его содержание в нефти составило 109 м3/т. До начала дегазирования плотность нефти равна бобриковской (0.779 г/см3), вязкость – близка ей (1.37 мПас). После дегазирования нефть тяжелее (0.866 г/см3), вязкость и объемный коэффициент ее также чуть выше (соответственно 10.81 мм2/с и 1.232). При снижении пластового давления выявлена зависимость параметров пластового флюида от давления.
Нефть на устье скв. 120 и 707 отбирали с большим промежутком времени (1974 и 1983 гг.), однако качество ее не изменилось, и нефть в обеих скважинах имеет практически одинаковые свойства (плотность 0.874 и 0.875 г/см3, вязкость 15.06 и 14.18 мм2/с соответственно) и состав. В целом по пласту нефть смолистая, парафинистая, сернистая с высоким выходом светлых фракций, со средней температурой замерзания.
Газ дифференциального дегазирования нефти Кокуйского поднятия содержит 60.39% метана, 33.1% его гомологов, 4.61% азота, 0.22% сероводорода и классифицируется как малометановый, малоазотный, высокожирный, сернистый.
На Ординском поднятии из пласта Мл получены лишь две пробы нефти на устье скв. 116 и 191. Нефть по свойствам и составу аналогична поверхностной нефти из бобриковских отложений на Ординском поднятии. Компонентный состав газа из газовой шапки радаевских отложений не исследовали. Так как поверхностные и пластовые нефти радаевских и бобриковских отложений сопоставимы и имеют единую классификацию, по ним приняты усредненные параметры свободного газа из пласта Бб.